Innholdsfortegnelse
Innholdsfortegnelse ... 2
Sammendrag ... 6
Innledning ... 8
2.1 Avgrensning av søknaden ... 8
2.2 Rammer for aktiviteten... 8
2.3 Forkortelser ... 9
Feltbeskrivelse ... 10
3.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 10
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode ... 11
3.3 Reserver og reservoar ... 12
3.4 Bore- og brønnoperasjoner ... 12
3.5 Systembeskrivelser ... 13
3.5.1 Hovedprosesser ... 14
3.5.1.1 Brønner og manifolder ... 14
3.5.1.2 Separasjon og stabilisering av olje og gass ... 14
3.5.1.3 Olje- og gasseksport ... 14
3.5.2 Hjelpeprosesser ... 15
3.5.2.1 Behandling av produsert vann ... 15
3.5.2.2 Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann ... 15
3.5.2.3 Vanninjeksjonssystem ... 16
3.5.2.4 Behandling av drenasjevann; åpent og lukket avløp ... 16
3.5.2.5 Fakkel ... 16
3.5.2.6 Hydrauliske system ... 17
3.5.2.7 Hovedkraft og annen dieselgenerert kraft ... 17
3.6 Beste tilgjengelige teknikker (BAT) ... 18
3.6.1 Kraftgenerering og kraftforsyning ... 18
3.6.2 Energioptimalisering og energistyring ... 18
3.6.3 Behandling av produsert og drenasjevann ... 19
3.6.4 Gjenvinningsanlegg for fakkelgass ... 19
Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet ... 20
4.2.5 Sjøpattedyr ... 22
Planlagte utslipp til sjø ... 23
5.1 Injeksjonsvann / produsert vann ... 23
5.1.1 Naturlige forekommende lavradioaktive isotoper ... 25
5.2 Drenasjevann ... 25
5.3 Behandlet sjøvann ... 25
5.4 Kjemikalier ... 26
5.4.1 Produksjonskjemikalier ... 27
5.4.1.1 Avleiringshemmer/-løser ... 27
5.4.1.2 Skumdemper ... 28
5.4.1.3 Emulsjonsbryter ... 28
5.4.1.4 Biocid & H2S-fjerner ... 28
5.4.2 Gassbehandlingskjemikalier ... 28
5.4.2.1 H2S-fjerner ... 28
5.4.2.2 Hydrathemmer ... 28
5.4.3 Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm ... 29
5.4.3.1 Korrosjonshemmer ... 29
5.4.3.2 Vokshemmer/voksløsemiddel ... 29
5.4.4 Vanninjeksjonskjemikalier ... 29
5.4.4.1 Flokkulant ... 29
5.4.4.2 Avleiringshemmer ... 29
5.4.4.3 Oksygenfjerner ... 29
5.4.4.4 Skumdemper ... 30
5.4.4.5 Vannbehandlingskjemikalie ... 30
5.4.4.6 Biocid ... 30
5.4.5 Hjelpekjemikalier ... 30
5.4.5.1 Vaske- og rensemidler ... 30
5.4.5.2 Flokkulant ... 30
5.4.5.3 Lukket system ... 31
5.4.6 Beredskapskjemikalier ... 31
5.4.6.1 Brannvannsystem ... 31
5.4.7 Substitusjon ... 31
5.5 Olje på sand ... 31
Planlagte utslipp til luft ... 32
6.1 Fakling ved oppstart av brønner ... 32
6.2 Fakling under normal drift ... 33
6.3 Testing av dieselgeneratorer i normal drift ... 33
6.5 Diffuse utslipp og kaldventilering ... 33
6.6 Årlige utslipp til luft ... 34
Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp ... 36
7.1 Utslipp til sjø ... 36
7.1.1 Oljeholdig vann ... 36
7.1.2 Olje på sand ... 36
7.1.3 Kjemikalier ... 37
7.1.4 EIF ... 38
7.2 Utslipp til luft ... 38
Måling og rapportering ... 39
8.1 Utslipp til sjø ... 39
8.1.1 Oljeholdig vann, tungmetaller, organiske forbindelser og radioaktive isotoper ... 39
8.1.2 Olje på sand ... 39
8.1.3 Kjemikalier ... 39
8.2 Utslipp til luft ... 39
8.3 Akutte utslipp ... 39
Avfallshåndtering ... 40
Miljørisiko ... 41
10.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse ... 41
10.2 Akseptkriterier ... 41
10.3 Gjennomførte analyser ... 42
10.4 Lokasjon og tidsperiode ... 42
10.5 Egenskaper til oljen og dispergerbarhet ... 42
10.6 Utblåsningscenarier ... 45
10.7 Drift og spredning av olje ... 47
10.8 Miljørisikoanalyse for Ivar Aasen-feltet ... 51
10.9 Miljørisikoanalyse for flerfase rørledningene ... 53
Beredskap ... 61
11.1 Mekanisk bekjempelse ... 61
11.2 Dispergeringsberedskap ... 63
11.3 Beredskap i kystsonen ... 64
13.2 Beredskapskjemikalier ... 70 13.3 Substitusjon ... 71
Sammendrag
Det norske oljeselskap AS søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven kapittel 3 §11 og styringsforskriften §25 og §26 for drift av Ivar Aasen-feltet. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til forurensningsforskriftens kapittel 36 og til Miljødirektoratets retningslinjer for søknad om
petroleumsvirksomhet til havs.
Ivar Aasen-unit, inkludert petroleumsforekomstene West Cable og Hanz, er lokalisert i blokk 16/1 og 25/10 i midtre del av Nordsjøen og omfatter produksjonslisensene PL001B, PL242 og PL028B. Feltet blir bygget ut med en bunnfast plattform for produksjon av olje og gass fra forekomstene i Ivar Aasen og West Cable.
Brønnstrømmene vil delvis prosesseres på Ivar Aasen-installasjonen og eksporteres til Edvard Grieg lokalisert 10 km sør for Ivar Aasen. Eksportprodukt fra Ivar Aasen-installasjonen vil videre behandles på Edvard Grieg, hvor stabilisert olje vil eksporteres til Sture-terminalen og rik gass via SAGE-
rørledningssystem til St. Fergus.
Regional konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 og arealrapport for Nordsjøen og Skagerrak fra 2010 er lagt til grunn for beskrivelse av naturressurser og miljøforhold. Det er ikke identifisert noen spesielle sårbare habitater, arter eller kulturminner som vil bli berørt av utbyggingen.
Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2016 med forventet produksjonsperiode på 20 år. For detaljert informasjon vises det til Plan for Utbygging og Drift av Ivar Aasen som ble godkjent av Stortinget 22.3.2013.
Denne søknaden omfatter planlagt kjemikalieforbruk og forventet utslipp til sjø og luft knyttet til drift av Ivar Aasen-installasjonen, samt miljøvurderinger av planlagte utslipp og den planlagte beredskapen på feltet.
Omsøkte utslipp til sjø omfatter oljeholdig vann fra produsert vann og drenasjevann, olje på sand fra jetting og kjemikalier. Mengde utslipp av oljeholdig vann vil avhenge av mengde vann som produseres fra brønn og mengde drenasjevann generert. Oljekonsentrasjon i vann som slippes til sjø vil være så lav som mulig og ikke overskride myndighetskravet på 30 mg/l. Oljevedheng på sand fra jetting vil bli renset optimalt og være lavere enn 10 g olje/kg sand. Det totale kjemikalieforbruket som er omsøkt er vist i tabell 1-1.
Tabell 1-1 Totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per år for drift av Ivar Aasen
Kjemikaliene er kategorisert i henhold til aktivitetsforskriften §63. Forventet årlig forbruk, utslipp og
injeksjon per fargekategori er vist. Kjemikalier i lukket system vil inkludere hydraulikkolje, kranolje og diesel biocid. Disse har et forventet forbruk under 3000 kg, og de vil ikke gå til utslipp til sjø.
Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen er vist i tabell 1-2.
Tabell 1-2 Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen-plattformen
Kilde CO2 /tonn NOx /tonn CH4 /tonn nmVOC /tonn SO2 /tonn
Grønn Gul Rød Svart Grønn Gul Rød Svart Grønn Gul Rød Svart
TOTALT 1509,30 353,86 707,92 883,94 619,18 5,79 0,00 278,81 74,74 0,29 0,00 414,06 288,01 5,50 0,00
Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injeksjon (tonn) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injeksjon (tonn)
Det er utarbeidet miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse som dekker produksjonsboringen og
driftsfasen av feltet. Videre er det utarbeidet en miljørisikoanalyse for drift av flerfase rørledningene mellom Ivar Aasen og Edvard Grieg. Basert på disse er beredskapen på Ivar Aasen planlagt som følger:
• Første system innen 10 timer
• Fult utbygd barriere innen 24 timer
Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av en
kombinasjon av alarmsystem i prosessanlegget, PLDS på rørledningen samt visual og annen overvåking.
Innledning
2.1 Avgrensning av søknaden
Denne søknaden omhandler utslipp til sjø og luft knyttet til oppstart og drift av Ivar Aasen-plattformen.
Øvrige søknader i sammenheng med utbyggingen av Ivar Aasen-feltet er:
o Søknad del 1 – produksjonsboring, rørlegging, flotell [1]
o Søknad del 2 – kvotepliktige utslipp (alle aktiviteter) [2]
o Søknad del 3 – ferdigstilling og utprøving av installasjonen [3]
o Søknad del 4 – oppstart og drift av feltet (denne søknaden)
o Søknad del 5 – utslipp av radioaktive komponenter (Statens Strålevern)
Hva disse søknadene angår, ble del 1 oversendt Miljødirektoratet i desember 2014 og del 2 i januar 2015.
Del 3 ble sendt i januar 2016, mens del 4 (denne søknaden) og del 5 blir sendt samtidig.
Ivar Aasen-plattformen vil bli forsynt med elektrisk kraft fra Edvard Grieg-plattformen. Dette betyr at utslippssøknaden for Edvard Grieg-feltet inkluderer også kraftbehovet til Ivar Aasen-feltet med det tilhørende utslippet til luft [4].
Begge plattformene inngår i en felles områdeløsning hvor kraftforsyningen på sikt vil komme fra land.
Denne løsningen utredes i et eget prosjekt i sammenheng med planlegging og utbygging av Johan Sverdrup-feltet [5] og er derfor ikke videre beskrevet her.
2.2 Rammer for aktiviteten
Utvinning av olje og gass fra Ivar Aasen-feltet omfatter flere produksjonslisenser, men lokaliseringen av plattformen er i PL001B hvor alle brønnene vil bli boret og plattformen vil stå.
Foruten generelle fiskeri- og miljøvilkår som er spesifisert i tildelingsrunder, er aktivitetene på Ivar Aasen omfattet av Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak [6]. Det er ikke gitt særskilte vilkår for det området eller de blokkene som er omfattet av Ivar Aasen-utbyggingen.
I Stortingsproposisjonen for godkjenning av Ivar Aasen-utbyggingen er det kun gitt vilkår som er knyttet til unitisering, utvinningsstrategi og kraft fra land løsning [7].
2.3 Forkortelser
BAT Best available techiques (beste tilgjengelige teknikker) BOP Blowout preventer (utblåsnings kontrollventil)
CFU Compact flotation Unit (kompakt flotasjonsenhet for vannrensing) DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
Hi-Visc High viscosity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold)
HOCNF Harmonised offshore chemical notification format (økotoksikologisk miljødokumentasjon) IPPC Integrated pollution prevention and control (Industriutslippsdirektivet)
IR Infrarød stråling
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
MEG Monoetylenglykol
MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (datamodell) NINA Norsk Institutt for Naturforskning
NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper
OR-systemer Systemer for oljeoppsamling med DNV "Oil Recovery" klasse
OSCAR Oil spill contingency and response model (SINTEF-modell for oljedriftsimulering) PLDS Pipeline leak detection system (overvåkingssystem for oljerørledninger)
PLONOR Pose little or no risk; liste over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø iht. OSPAR (Oslo/Paris konvensjonen)
RKB Rotary kelly bushing, boredekk referanse
RNB Revidert nasjonalbudsjett (prognoser for fremtidig olje og gassproduksjon på norsk sokkel)
SAGE Scottish Area Gas Evacuation (skotsk gass distribusjonsnett) SEAPOP Seabird Populations (overvåkningsprogram for sjøfugl i Norge) SRU Sulphate removal unit (sulfatfjerningsenhet)
THC Total hydrocarbon concentration (total konsentrasjon av hydrokarboner) TVD True vertical depth (dypde på oljebrønn målt vertikalt fra havoverflaten)
Feltbeskrivelse
3.1 Beliggenhet og lisensforhold
Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242) er tre adskilte petroleumsforekomster lokalisert i den sørlige Vikinggraben, ca. 175 km vest for Karmøy. Koordinatene for feltet er 58º 55’ 20,19’’
N, 02º 11’ 53,09’’ Ø. De tre forekomstene utgjør samlet Ivar Aasen-feltet (figur 3.1-1), som beskrevet i Plan for utbygging og drift (PUD) datert 5.1.2013. Ivar Aasen og West Cable ligger i blokk 16/1, ca. 3 km fra hverandre, mens Hanz ligger i blokk 25/10, ca. 12 km nord-øst for Aasen.
Figur 3.1-1 Produksjonslisenser og beliggenheten på Ivar Aasen-feltet
Det norske er operatør og vil stå for daglig drift av Ivar Aasen-innretningen. Innretningen står i Ivar Aasen- unit, som siden juni 2014 omfatter ressurser i 4 lisenser: PL 001B, 242, 338 og 457. Sammensetningen av partnerskapet inklusive eierandel er vist i tabell 3.1-2.
Tabell 3.1-2 Oversikt over partnerskapet i Ivar Aasen-feltet
Rettighetshavere Eierandel i %
Det norske oljeselskap 34,7862
Statoil Petroleum 41,4730
Bayerngas Norge 12,3173
Wintershall Norge 6,4651
Hanz-forekomsten, i lisens PL 028B, inngår ikke i Ivar Aasen-unit, men skal (iht. godkjent Plan for utbygging og drift) bygges ut på et senere tidspunkt ved bruk av undervannsløsning tilkoblet Ivar Aasen- innretningen.
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode
Ivar Aasen-feltet blir bygget ut med én plattform bestående av stålunderstell og plattformdekk (prosess- og boliganlegg), som vist i figur 3.2-1. Den bemannede plattformen vil være plassert over selve Ivar Aasen reservoaret. West Cable dreneres ved én brønn boret fra plattformen. Hanz er planlagt bygget ut med én havbunnsramme med rørledninger til Ivar Aasen-plattformen, men denne delen av utbyggingen vil bli besluttet senere.
Det vil kun være anlegg for delvis prosessering av brønnstrømmen, og olje og gass vil transporteres i 2 flerfaserørledninger til Edvard Grieg-feltet som ligger 10 km unna (også vist i figur 3.2-1). På Edvard Grieg vil olje og gass prosesseres ferdig for så å sendes i separate olje- og gasseksportrørledninger. Oljeeksport fra Edvard Grieg-feltet går via Grane oljerør og deretter inn til Sture-terminalen, mens
gasseksportrørledningen er knyttet opp mot SAGE-systemet (Scottish Area Gas Evacuation) på britisk sektor.
Edvard Grieg-plattformen vil også forsyne Ivar Aasen med løftegass og kraft, noe som innebærer at Ivar Aasen er elektrifisert fra oppstart.
Boring av produksjonsbrønnene gjennomføres fra den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor. Det er planlagt å bore 13 brønner over en periode på omlag 3 år. Borekampanjen startet i juli 2015, etter at installering av stålunderstellet og flerfaserørlegginger var avsluttet.
Det planlegges med produksjon fra Ivar Aasen-feltet over de neste 20 årene.
Figur 3.2-1 Illustrasjon av planlagt utbyggingsløsning på Ivar Aasen-feltet (midten) hvor bunnrammen på Hanz er vist i forkant til venstre; Edvard Grieg-plattformen er vist til høyre i
bakgrunnen
3.3 Reserver og reservoar
Ivar Aasen-reservoaret består i all hovedsak av kanalsander av Jura og Trias alder med god til moderat kvalitet. De påtrufne reservoarenhetene er Sleipner/Hugin- (Jura) og Skagerrakformasjonene (Trias).
Mellomliggende skiferlag og sementerte sandsteiner begrenser vertikal kommunikasjon. Oljen i Ivar Aasen er mettet og har gass-oljeforhold (GOR) på ca. 178 Sm3/Sm3 ved gass-oljekontakten, mens for
gasskappen er GOR nær 5 600 Sm3/Sm3. Tilstedeværende ressurser i Ivar Aasen er estimert til ca. 35 mill. Sm3 olje og 9,1 mrd. Sm3 gass.
West Cable består av sandsteiner i Sleipnerformasjonen av midtre Jura alder. Reservoaroljen i West Cable har omtrent samme innhold av løst gass som de to andre med GOR på 177 Sm3/Sm3. Det er ikke gasskappe i West Cable. Oljen har 26 bar undermetning. Reservoarsanden har gode
strømningsegenskaper. Tilstedeværende ressurser er estimert til å være ca. 3,2 mill.Sm3 olje med ca. 0,6 mrd. Sm3 gass.
Produsert vann vil bli injisert sammen med sjøvann kun for trykkstøtte.
Estimert utvinningsgrad for olje for de to funnene er 39 % i Ivar Aasen og 50 % i West Cable.
3.4 Bore- og brønnoperasjoner
Bore- og brønnaktiviteter startet etter at stålunderstellet var installert på feltet og boreriggen var på plass (figur 3.4-1). Boringen skjer gjennom stålunderstellet. Det skal bores og kompletteres 7
produksjonsbrønner (6 på Aasen og 1 på West Cable) og 6 vanninjeksjonsbrønner totalt.
Det vil være en forboringskampanje hvor det først vil batch bores 5 topphull, deretter bores 4 produksjons- brønner. Så vil boreriggen forlate feltet for en periode, og den kommer så tilbake etter noen måneder for å fortsette borekampanjen. I perioden boreriggen er borte (sommeren 2016) vil prosessanlegg og
boligkvarter installeres, og rørledninger vil kobles opp og klargjøres. Samtidig vil det ligge et flotell
(boligrigg) på feltet, til sammen over en periode på ca. 6 måneder. Oppstart av produksjonen og driften av feltet vil være i fjerde kvartal 2016.
Oljeprodusentene er planlagt med horisontale reservoarseksjoner. Vanninjeksjonsbrønnene som S- formede brønner. Boringen gjennomføres i henhold til beskrivelse i Søknad om tillatelse til
produksjonsboring [1].
3.5 Systembeskrivelser
En skjematisk oversikt over prosess systemet på Ivar Aasen-plattformen er vist i figur 3.5-1.
Prosessanlegget består av en rekke hoved- og hjelpeprosesser som er nærmere beskrevet i de følgende kapitlene.
Hovedprosesser:
• Brønner og manifolder
• Separasjon og stabilisering av olje og gass
• Olje- og gasseksport
Hjelpeprosesser:
• Produsert vann
• Vanninjeksjon
• Åpent og lukket avløp
• Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann
• Fakkel
• Hydrauliske system
• Hovedkraft og diesel-generert kraft
Figur 3.5-1 Skjematisk oversikt over hovedprosessene på Ivar Aasen; generell produksjonsbrønn og forenklet prosess
3.5.1 Hovedprosesser 3.5.1.1 Brønner og manifolder
For Ivar Aasen- og West Cable-reservoarene er alle brønner plattformbrønner, og de er identiske.
Reservoarene befinner seg 2300 m under havbunnen. Brønnhodet og ventiltreet er designet for et trykk på 345 barg og en temperatur på 115 ºC. For å sikre brønnintegritet, er brønnhodet og ventiltreet utstyrt med kontinuerlig trykk- og temperaturovervåking.
Produsert væske fra hver produksjonsbrønn strømmer via produksjonsstrupeventil til enten testmanifold eller produksjonsmanifold. Fjernopererte manifoldventiler på hvert strømningsrør ruter produksjonen til den forutbestemte manifolden. Testmanifold og produksjonsmanifold ruter væskeblandingen til henholdsvis testseparator og innløpsseparator.
3.5.1.2 Separasjon og stabilisering av olje og gass
Denne delen av prosess systemet består av innløpsseparator, testseparator og testseparatoroljepumpe.
Systemet er laget med ett enkelt trinn separasjon, som opererer i et trykkområde på 15 til 40 bara.
Separasjon av den produserte brønnvæsken i fasene vann, råolje og gass gjennomføres for å kunne eksportere ett hydrokarbonprodukt (råolje og gass) som møter spesifikasjonene før overføring til Edvard Grieg for videre prosessering og stabilisering, samt utvinne produsert vann.
Brønnstrømmen separeres i innløpsseparator og testseparator. Disse er horisontalliggende
trefaseseparatorer, som er designet for å kunne oppnå et maksimalt vanninnhold på 5 vol. % vann i oljen fra separatorene. Utskilt gass rutes til eksportkompressor og videre til gasseksportrørledning, hvor den mikses sammen med oljen før eksport til Edvard Grieg. Olje fra separatorene rutes til oljeeksportpumper og så til eksportrørledningen.
Det utskilte produserte vannet rutes til renseenhet for produsert vann og derifra videre til reinjeksjon.
Innløpsseparatoren er utstyrt med et sandjettesystem som tillater fjerning av sand fra kammeret for produsert vann til en sandfjerningsenhet.
Prosessanlegget har en design kapasitet på 3 mill. Sm3/SD gass, 9000 Sm3/SD olje og 20 000 Sm3/SD vann.
3.5.1.3 Olje- og gasseksport
Eksportkapasiteten er på opp til 9000 m3/d råolje fra separator over til Edvard Grieg. Systemet består i hovedsak av råoljeeksportpumper, oljemålestasjon og eksportpiggsluse, og er designet for å kunne håndtere olje med en temperatur opp mot 115 ºC.
Råoljen som kommer fra innløpsseparator og/eller testseparator ledes til oljeeksportpumpen, hvor den trykkes opp til nødvendig trykk for eksport til Edvard Grieg. Deretter måles oljen i oljemålestasjon før den så blandes med gass fra produksjonen og ledes over til Edvard Grieg via eksportrørledningene. Disse er designet for å håndtere hydrokarboner med temperatur opp til 95 ºC.
3.5.2 Hjelpeprosesser
3.5.2.1 Behandling av produsert vann
Hensikten med dette systemet er å behandle produsert vann fra innløpsseparator og testseparator ved å fjerne eventuell dispergert olje. Oljeinnholdet i produsert vann som slippes til sjø, skal være så lavt som mulig ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Behandlet produsert vann skal i utgangspunktet ikke slippes til sjø men brukes som primær kilde for vann til reinjeksjon.
Produsert vann fra innløpsseparator og testseparator ledes til kompakte flotasjonsenheter (CFU-er) for fjerning av olje og gass. Disse kompakte flotasjonsenhetene bruker flotasjonsgass for å separere olje og gass fra produsert vann ved en kombinasjon av trykkreduksjon som fører til utslipp av oppløste gasser, og injeksjon av ekstra flotasjonsgass. Hver av flotasjonsenhetene har fire trinn, som progressivt behandler det innkommende vannet. Det ferdigbehandlede produserte vannet kommer ut i bunn av 4.
trinn. Det er en målsetning om at det rensede vannet har et oljeinnhold under 15 mg/l, men dette vil være avhengig av andre prosessmessige faktorer, kjemikaliebruk og brønnforhold.
Rejektolje fra de kompakte flotasjonsenhetene ledes til avgassingstank for rejektolje og så tilbake til innløps- eller testseparator.
Behandlet vann ledes til trykkøkningspumper som pumper det produserte vannet videre til vanninjeksjonspumpe for injeksjon i reservoaret. Gass ledes til høytrykksfakkel (HT-fakkel).
CFU for produsert vann er designet for en innløpsmengde på 20 000 Sm³/d noe som tilsvarer 417 Sm³/t, per kompakt flotasjonsenhet.
Jettevannspumpen bruker primært produsert vann, men kan også bruke sjøvann til jetting av innløps- og testseparatorene. Jettevannspumpen brukes også i tilfelle sandoppbygging i separatorene for å gjøre innholdet flytende. Innholdet blir deretter overført til sandfjerningsenheten for videre håndtering.
Det vil installeres et midlertidig system for håndtering hvor sand vil slippes det sjø om det oppfyller myndighetskrav til vedheng av olje (10 g olje/ kg sand).
3.5.2.2 Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann
Sjøvann skal brukes til generering av ferskvann, til kjøling og til vanninjeksjon. Sjøvannet løftes fra 65 m under normalt havnivå, rutes til filterenhet for fjerning av partikler større enn 50 µm og fordeles så til forbrukere. En del av sjøvannet ledes til anlegg for ferskvannsgenerering, som så supplerer boligkvarteret og andre forbrukere med ferskvann.I ferskvannsenheten filtreres vannet i to trinn, først ned til 25 μm, og videre ned til 5 μm. Deretter følger to parallelle tog med 2-trinns omvendt osmose membraner.
En annen del av sjøvannet ledes til elektrokloreringsenheten som brukes til å generere natriumhypokloritt ved hjelp av elektrolyse av sjøvann. Hypokloritten tilsettes kontinuerlig i pumpeinnløpet til sjøvannet for å forhindre begroing. Elektrokloreringsenheten er designet for å levere 2 mg/l liter fritt klor ved en
sjøvannsrate på 3800 m³/t.
Sjøvann brukes også som brannvann. Det er i et adskilt system, behandles mot begroing og brukes så i brannvann ringledning som distribuerer vannet for kjøling til brukere over hele plattformen (pumper, generatorer og kompressorer). Varmt returvann fra forbrukerne blir samlet og rutet til vanninjeksjon systemet for fjerning av sulfat og oksygen. Vannet blir deretter blandet med behandlet produsert vann for injeksjon.
Hensikten med brannvannsystemet er å sørge for brannslukking, kjøling og skadebegrensning ved en hendelse. Brannvann leveres til alle områdene på plattformen hvor det er mulighet for branntilløp.
3.5.2.3 Vanninjeksjonssystem
Hensikten med vanninjeksjonssystemet er å injisere filtrert og tilnærmet oksygenfritt sjøvann og/eller behandlet produsert vann inn i reservoaret for å opprettholde reservoartrykket, som en del av utvinningsstrategien. I tillegg er det en miljømessig gevinst med reinjeksjon av produsert vann.
Systemet for behandling av sjøvann som injeksjonsvann består av filtreringspakker, pumper, en
membranenhet og en vakuumenhet. Grovfiltret sjøvann ledes til ultrafiltreringspakken hvor partikler ned til 0,1 µm fjernes fra sjøvannet. Vannet blir så ledet til fødepumpene som gir nok trykkøkning til at vannet kan pumpes igjennom membranenheten (sulphate removal unit, SRU) for fjerning av sulfat ned til 15-30 mg/l SO42-. Sulfat kan forårsake avleiring (i form av bariumsulfat utfelling) i produksjonsbrønnene og fjernes derfor. Vannet ledes videre til et vakuumtårn hvor oksygenet blir fjernet først ned til 50 ppb og videre ned til 10 ppb ved hjelp av oksygenfjerner. Derifra pumpes vannet via vanninjeksjonspumpen ned i reservoaret.
Oppstrøms denne pumpen blir renset produsert vann fra produsert vann-anlegget blandet inn.
3.5.2.4 Behandling av drenasjevann; åpent og lukket avløp
Systemet for åpent avløp er designet for å samle regnvann, vaskevann og væskesøl fra dekksområdene, og behandle dette for å fjerne spor av olje og kjemikalier før det rensede vannet blir sluppet til sjø.
Systemet samler vann i forskjellige områder på plattformen.
Under normal operasjon vil vann i åpent drensystem samles på tank for så å pumpes til en egen CFU for rensing. Dette er en tilsvarende CFU som på produsert vann-systemet, og den har en kapasitet på 30 m3/t.
Renset vann slippes til sjø, mens gjenvunnet olje fra denne enheten blir ført videre til lukket avløp for videre behandling.
Hensikten med system for lukket avløp er å samle drenert hydrokarbonholdig væske fra utstyr og rør. I lukket avløp blir hydrokarboner og vannfase skilt. Hydrokarbonene blir pumpet tilbake i prosessen og vannfasen blir sendt til videre behandling i CFU. Avdampede gasser blir ledet til atmosfærisk avlufting i sikkert område. Drenering til systemet foregår i hovedsak i forbindelse med planlagt vedlikehold, som ved klargjøring av utstyr.
3.5.2.5 Fakkel
Formålet med fakkelsystemet er å samle og fjerne hydrokarbongasser og væsker fra prosess- og hjelpesystemer på en sikker måte, for å opprettholde sikker drift og planlagte operative aktiviteter.
Systemet er delt inn i HT-fakkel (høyt trykk) og LT-fakkel (lavt trykk) / atmosfærisk vent. I tillegg inkluderer fakkelsystemet også et gjenvinningsanlegg.
HT delen av fakkelsystemet består av en væskeutskiller, en horisontal tank med en kapasitet på 10 mill.
Sm3/d gass. Utskilt gass ledes gjennom fakkel målestasjon som måler volum og massestrømning, før gassen går videre til fakkeltipp. Det injiseres nitrogen i fakkel rørsystemet for å sikre at oksygen ikke trenger inn. Væske fra væskeutskiller dreneres til lukket avløp.
Atmosfærisk vent benyttes for å slippe ut gass og væske som ikke er brennbar eller giftig, fra
3.5.2.6 Hydrauliske system
Hydraulikk systemet skaffer LT- og HT-hydraulisk kraft som er nødvendig for å kunne operere hydraulisk opererte brønnhodeventiler og nedihullsventiler.
Hydraulikkolje ledes fra forsyningskammeret i hydraulikktank til hydraulikk pumpe og så videre til akkumulatorene. Akkumulatorene skal dempe trykkvariasjoner, holde systemet stabilt og fungere som en hydraulikkoljebuffer i anlegget. Hydraulikk systemet er et lukket system.
3.5.2.7 Hovedkraft og annen dieselgenerert kraft
Hovedkraft for Ivar Aasen forsynes fra oppstart av feltet fra Edvard Grieg via en sjøkabel mellom de to plattformene. Det er to gassturbiner på Edvard Grieg som produserer 30 MW hver, kraft nok til å drive begge plattformene. Det er også gjort forberedelser for at kraft kan mottas fra land.
Overføring av kraft fra Edvard Grieg til Ivar Aasen skjer med en nominell spenning på 110 kV, 60 Hz.
Alle elektriske forbrukere er identifisert og registrert slik at El-forsyningsanlegget er designet med tilstrekkelig kapasitet. Det er også tatt hensyn til ulike driftsmodus, samtidighetsfaktor, og hvilken driftskategori det enkelte utstyr har. Kategoriene er:
• Normal drift
• Essensiell drift
• Nøddrift
Ved normal drift mottar Ivar Aasen kraft fra Edvard Grieg. Gassturbinene på Edvard Grieg må begge være i drift for å kunne kjøre full produksjon på Ivar Aasen.
Når hovedkraft ikke er tilgjengelig fra Edvard Grieg, forsynes Ivar Aasen med kraft fra egen
kraftgenerering. Dette er kalt essensiell drift, og kraften leveres fra to 11 kV dieseldrevne generatorer slik at en sikker og stabil situasjon på plattformen opprettholdes til hovedkraften er etablert igjen.
I nøddrift-modus forsynes alle nødkraftforbrukere med kraft fra en dieseldrevet nødgenerator.
De 3 brannvannspumpene har en egen kraftforsyning. Brannpumpene er knyttet til hver sin
dieselgenerator. Pumpene er installert i en egen sjakt (caisson) som henter vann fra 42 meters dyp.
Til sammen er det 6 dieseldrevne generatorer på plattformen.
3.6 Beste tilgjengelige teknikker (BAT)
I henhold til Industriutslippsdirektivet (tidl.IPPC) stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. BAT-vurderinger skal inneholde kost-nytteberegninger. Krav om vurderinger av BAT er nedfelt i Det norske sine interne prosedyrer og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av konsept og teknologi.
BAT-vurderingene som er gjennomført for Ivar Aasen berører følgende teknologier:
• Kraftgenerering og kraftforsyning
• Energioptimalisering og energistyring
• Behandling av produsert vann og drenasjevann
• Gjenvinningsanlegg for fakkelgass
Disse punktene er nærmere beskrevet i de neste kapitlene.
3.6.1 Kraftgenerering og kraftforsyning
Kraftleveranse til Ivar Aasen vil være elektrisk kraft fra Edvard Grieg. Det er videre tilrettelagt for at Edvard Grieg kan forsynes med kraft fra land. Dette er BAT og i tråd med myndighetenes ønsker. I tillegg vil det være utstyr for dieseldrevet kraftproduksjon på Ivar Aasen-plattformen (nødstrøms- og essensiell
generator og brannvannspumper), som er lovpålagt og nødvendig av sikkerhetsmessige hensyn. Samlet dieselforbruk og utslipp til luft vil være lavt.
I de første årene vil kraftproduksjonen på Edvard Grieg skje med gassturbiner. Turbinene er av typen ‘dry low emission’ (DLE) for å minimere utslipp av NOx, CO og andre uforbrente hydrokarboner. Turbinene er optimalisert med hensyn på virkningsgrad og effektiv forbrenning. Økningen av produksjonsvolumene på Edvard Grieg som følge av Ivar Aasen gjør at turbinene på Edvard Grieg kan opereres med høyere belastning med derav høyere virkningsgrad. Dette kombinert med noe lavere totale produksjonsvolumer enn ved to selvstendige utbygginger, gjør at utslippene til luft blir noe mindre.
3.6.2 Energioptimalisering og energistyring
Siden det ikke vil være installert gassturbiner på Ivar Aasen, er ikke varmegjenvinning relevant. Det arbeides imidlertid med andre muligheter for energioptimalisering og energistyring:
• Det vil bli installert utstyr for hastighetsregulering på utstyr med variabel belastning, slik som gasskompressorer, vanninjeksjonspumper, kjølevannspumper og oljeeksportpumper. Dette vil gi noe lavere kraftforbruk.
• God utnyttelse av trykk for å redusere energiforbruk. I de to første årene vil trykket i
innløpsseparatoren være høyt, og dette trykket vil utnyttes så langt mulig for å redusere behovet for gasskompresjon.
• Avsalting av sjøvann vil gjennomføres med omvendt osmose, i stedet for ved fordampning.
Energibehovet er da lavere.
• Energiforbruk vil overvåkes og det vil benyttes et kontrollsystem for å sikre optimal drift.
3.6.3 Behandling av produsert og drenasjevann
Brønnene på Ivar Aasen-feltet er designet for å maksimere produksjonen av olje og gass, og minimere produksjonen av vann. Vannproduksjonen vil imidlertid øke over feltets levetid. Reservoarforholdene er vurdert å være egnet for injeksjon av vann for trykkstøtte, og produsert vann vil derfor bli reinjisert. Det er forventet 95 % regularitet. Alt vannet, også det som skal reinjiseres, vil først bli renset i en CFU, og denne løsningen for vannrensing er vurdert som BAT.
I tillegg er prosessanlegget designet for minimalt forbruk av kjemikalier. Viktige elementer er:
• Tørre brønnhoder for å unngå kontinuerlig hydratinhibering.
• Valg av høyverdig materiale i prosessanlegg og rør for å minimere bruk av korrosjonshemmer.
For drenasjevann er det planlagt med separate system for oppsamling og håndtering av de forskjellige fraksjonene fra åpent og lukket drensystem. Rensing av drenasjevann skjer i en egen CFU med påfølgende utslipp til sjø når oljeinnholdet er under myndighetskravet 30 mg/l. Uhellsutslipp fra drensystemet skal minimeres ved å bygge oppsamlingskar.
3.6.4 Gjenvinningsanlegg for fakkelgass
Etter de to første årene vil det være lukket fakkelsystem på Ivar Aasen, med anlegg for rekomprimering, hvilket anses som BAT. I de to første årene er trykket i innløpsseparatoren så høyt at rekomprimering ville medføre installasjon av et stort anlegg med uforholdsmessig store kostnader, plassbehov og vekt. I tillegg er fakkelmengdene svært lave, blant annet fordi produksjonen av produsertvann fremdeles er lav.
Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet
4.1 Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand
Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredjedeler av Nordsjøen er grunnere enn 100 m. Norskerenna nær norskekysten er dypest med dybder på over 700 m. De dypere, nordlige delene er påvirket av atlantiske vannmasser, mens de grunne områdene i sør helst er påvirket av ferskvannsavrenningen fra kontinentet. Langs kysten dominerer den nordgående kyststrømmen med vann som har sin opprinnelse fra Østersjøen. I det aktuelle området er det en dominerende overflatestrøm fra vest/sørvest. Vanndypet omkring Ivar Aasen er 110-112 m.
Økosystemet i Nordsjøen skiller seg også ut fra Barentshavet og Norskehavet ved at det i mye større grad er påvirket av menneskelig aktivitet. Dette er et av de mest trafikkerte sjøområdene i verden, med noen av verdens største havner. Her foregår også et stort fiskeri, utvinning av olje- og gass, uttak av sand og grus, og dumping av mudder. Rundt hele Nordsjøen ligger det tett befolkede og høyt industrialiserte land. Til sammen bor det ca. 184 millioner mennesker i nedslagsområdet til dette økosystemet. Som en
konsekvens er økosystemet påvirket av utslipp fra bebyggelse, jordbruk og industri. Utslippene tilføres i stor grad fra elvene som renner ut i Nordsjøen, og via innstrømningen fra Østersjøen.
Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste deler av Nordsjøen. Dette medfører at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren medfører oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang i 20-40 m dyp.
Sjøbunnen i Nordsjøen studeres hvert tredje år for å påvise og kartlegge forurensning fra olje- og
gassvirksomheten, påvise trender i utviklingen samt gi prognoser for forventet utvikling. Ivar Aasen-feltet er lokalisert i Region II for tilstandsovervåking som dekker områder mellom 58° og 60° N på norsk sokkel.
Sedimentet i regionen består hovedsakelig av sand. I den sørlige regionen er det påvist noe mer fin sand og litt mindre finstoff i sedimentet enn i de sentrale og nordlige underregionene [8, 9]. Gjennomførte undersøkelse viser at havbunnen i Ivar Aasen-området består av løs til tett, siltholdig sand. Området har en artsrik bunnfauna med stor produksjon.
Dominerende vindretning i området omkring Ivar Aasen er fra sør/sørvest.
4.2 Beskrivelse av naturressurser 4.2.1 Plankton
Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som har liten eller ingen egen svømmeevne [10]. Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensning på grunn av vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask innvandring fra upåvirkete områder.
Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst [11].
4.2.2 Bunnforhold, fauna og habitater
Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært pålagt siden 1970. Konklusjonene fra de siste regionale
miljøundersøkelsene i det aktuelle området (2006 og 2009) er at bunnfaunaen i denne delen av Nordsjøen er uforstyrret og upåvirket av oljevirksomheten, med unntak av stasjoner i nærområdet til enkelte
installasjoner [8, 9]. Det er ikke registrert noen forekomster av koraller eller korallrev (Lophelia) i denne delen av Nordsjøen, heller ikke større forekomster av svampsamfunn.
I undersøkelser av området ved Ivar Aasen og Hanz ble det funnet høy artsrikdom i de sandige bunn- sedimentene, bestående av dyregrupper som blant annet børstemark, pigghuder, muslinger og krepsdyr [12]. Det ble registrert i alt 315 grupper (taksa) av bunnfauna. Børstemark var den mest tallrike gruppen og utgjorde 48 % av alle taksa som ble registrert. Enkelte arter kan være svært dominerende, særlig
børstemark, men variasjonene kan være store fra år til år. Det er en tydelig variasjon i bunnfaunaen med dybdeforholdene.
4.2.3 Fiskeressurser
Makrell, sild, tobis, øyepål, torsk og sei har tradisjonelt sett vært de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen. Generelt kan det sies at tilstanden til de kommersielt utnyttede fiskeartene i Nordsjøen varierer, men et felles trekk de siste årene har vært sviktende rekruttering.
Nordsjømakrell gyter i overflaten i perioden mai – juli, med hoved gyting i midten av juni. Fangstforsøk har vist at nordsjømakrellen stort sett oppholder seg i Nordsjøen og Skagerrak hele året, men unntak av etter gyting da den vandrer inn i Norskehavet for å beite.
Sild er en nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter, og de viktigste gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten av Storbritannia.
Tobis er en samlebetegnelse for flere arter innen silfamilien, hvor havsilen er den arten som dominerer i Nordsjøen. Tobisen spiller en sentral rolle som bindeledd mellom planktonsamfunn og høyere trofiske nivåer i Nordsjøen og er derfor en nøkkelart i området [13]. Spesielt er tobis viktig som føde for pelagisk sjøfugl og flere fiskeslag.
Fiskeartene torsk, sei, hyse og hvitting er alle viktige arter i Nordsjøen. Disse har pelagiske egg og gyter over store deler av Nordsjøen, uavhengig av bunnsubstratet [14]. Generelt er konsentrasjonene av egg og larver lave i Nordsjøen. Torskefisker er derfor regnet for å være mindre sårbare i forhold til
petroleumsvirksomhet sammenlignet med andre fiskearter i havområdet.
Øyepål er mest tallrik i Nordsjøens nordlige deler, i området øst for Shetland og langs vestkanten av Norskerenna. Arten gyter pelagisk i det nordlige Nordsjøen, i perioden januar – mai, med hovedvekt i februar [14]. Etter klekking driver larvene med de frie vannmassene og arten synes ikke å ha noe spesielt oppvekstområde.
4.2.4 Sjøfugl
Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker anslagsvis 130 000 par i Nordsjøen og 100 000 par i Skagerrak [15]. Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5 % av alle norske sjøfugler hekker ved
Nordsjøen, og enda færre i Skagerrak, men antall arter er større i Nordsjøen enn lenger nord. Fordeling av sjøfugl på åpent hav er kartlagt gjennom "Seabird Populations"-programmet (SEAPOP), og de siste oppdaterte resultatene er presentert av Norsk Institutt for Naturforskning (NINA) i ref. 16.
Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis.
Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner.
De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht. deres fysiologiske særtrekk,
fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike sjøfuglartene i økologiske grupper. I gruppen pelagisk dykkende sjøfugl hører lomvi, alke og alkekonge hjemme, mens gruppen pelagisk overflatebeitende sjøfugl består av blant annet havhest, havsule og krykkje.
Kystbundne dykkende sjøfugl er representert ved skarv, lom, ender og ærfugl. Flere av måkefuglene tilhører gruppen kystbundne overflatebeitende sjøfugl.
Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år. Koblingen til
variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen.
De viktigste områdene er:
• Listaområdet og Jærkysten er viktige områder for kystbundne overflatebeitende og bentisk beitende arter.
• Karmøy er et generelt viktig hekkeområde for sjøfugl.
• Koloniene i Sogn og Fjordane er spesielt viktige for kystbundne dykkende arter.
• Einevarden fuglefjell er spesielt viktige for pelagisk dykkende arter.
4.2.5 Sjøpattedyr
Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele Nordsjøen.
De fleste hvalartene påtreffes bare sommerstid på beitevandring til områder lenger nord. Vågehval er den eneste større hvalarten som forekommer regelmessig i området, først og fremst i den nordlige delen av Nordsjøen. Nise og springere (kvitnos/kvitskjeving) kan også påtreffes hyppig i store deler av Nordsjøen, særlig nise kan være tallrik. Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for
petroleumsvirksomhet.
Planlagte utslipp til sjø
Under normal drift har installasjonen følgende utslippskilder til sjø (figur 5-1) hvor utslipp krever innhenting av tillatelse etter Forurensningsloven:
• Injeksjonsvann / produsert vann
• Drenasjevann
• Behandlet sjøvann
• Kjemikalier i injeksjonsvann og drenasjevann
• Olje på sand
Figur 5-1 Skjematisk og forenklet oversikt over utslippskilder og prosesser på Ivar Aasen
5.1 Injeksjonsvann / produsert vann
Produsert vann består av formasjonsvann med rester av naturlig forekommende radioaktive isotoper, produksjonskjemikalier og organiske forbindelser.
Primærløsningen for håndtering av produsert vann er kontinuerlig reinjeksjon i reservoarene. Injeksjon av vann bidrar til trykkstøtte og representerer et effektivt tiltak for å redusere utslipp av oljekomponenter og kjemikalier til sjø. Tilstrekkelig trykkstøtte oppnås ved å benytte sulfatredusert sjøvann som supplementært injeksjonsvann, ref. kapittel 3.5 Systembeskrivelser.
Oppstart av vanninjeksjonen er planlagt med sjøvann og med gradvis overgang til produsert vann etter hvert som vanninnholdet i produksjonsbrønnene øker.
Forventet vannproduksjon er i henhold til innrapporterte data til revidert nasjonalbudsjett (RNB) for 2016 [17]. Oversikt over forventet årlig vannproduksjon og tilhørende mengde olje til henholdsvis injeksjon og utslipp til sjø ved rensing til 30 mg/l er vist i tabell 5.1-1 og figur 5.1-2. Maksimal vannproduksjon er forventet i 2032 med et volum på 6,6 mill. m3.
Tabell 5.1-1 Forventet årlig vannproduksjon og maksimale mengder olje til injeksjon og utslipp til sjø (gitt 30 mg/l olje i produsert vann)
År Produsert vann /m3 Olje til injeksjon /
tonn Olje til sjø /tonn
2016 0 0,0 0,0
2017 4484 0,1 0,0
2018 74942 1,8 0,1
2019 881971 21,4 1,1
2020 2632451 63,8 3,4
2021 3691989 89,4 4,7
2022 4668746 113,1 6,0
2023 5495620 133,1 7,0
2024 5947874 144,1 7,6
2025 6213788 150,5 7,9
2026 6338348 153,5 8,1
2027 6400085 155,0 8,2
2028 6483993 157,1 8,3
2029 6513370 157,8 8,3
2030 6564509 159,0 8,4
2031 6586800 159,6 8,4
2032 6600000 159,9 8,4
2033 6586800 159,6 8,4
2034 6586800 159,6 8,4
2035 658600 159,4 8,4
Figur 5.1-2 Årlige utslipp og injeksjon av olje fra produsert vann (gitt 30 mg/l olje i produsert vann)
5.1.1 Naturlige forekommende lavradioaktive isotoper
Formasjonsvann inneholder naturlig forekommende radioaktive isotoper. De radioaktive isotopene vil følge brønnstrømmen til separatorer og normalt bli reinjisert i reservoaret med produsert vann, alternativt gå som utslipp til sjø dersom injeksjonsanlegget er midlertidig utilgjengelig.
Søknad om tillatelse til utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer er utarbeidet og sendes til Statens Strålevern i mars 2016 [18].
5.2 Drenasjevann
Vann i åpent drensystem samles på tank for så å pumpes til en flotasjonsenhet for rensing. Renset vann med oljekonsentrasjon under 30 mg/l vil slippes til sjø. Mengde drenasjevann som renses og slippes til sjø vil være avhengig av værforhold, operasjoner som medfører dekksvask og andre prosessforhold. Det er en målsetning om å holde mengde drenasjevann generert og oljeinnholdet på et så lavt nivå som mulig.
5.3 Behandlet sjøvann
Som beskrevet i kapittel 3.5 Systembeskrivelser skal sjøvann brukes til generering av ferskvann og brannvann samt vann til kjøling og til vanninjeksjon.
Sjøvannsystemet vil være i drift helkontinuerlig året rundt under normal drift av plattformen. Når elektrokloreringsenheten er i bruk vil det dannes hypokloritt kontinuerlig, og maks produksjon er 7,6 kg/time beregnet som mengde klor. Etter bruk vil alt behandlet sjøvann slippes til sjø, med unntak av det
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0
0 1000000 2000000 3000000 4000000 5000000 6000000 7000000
Oljemengde (tonn)
Produsert vann (m3)
År
Produsert vann Oljemengde i produsert vann Oljemengde til injeksjon Oljemengde til utslipp
5.4 Kjemikalier
Kjemikaliene som vil tas i bruk under drift på Ivar Aasen omfatter:
• Produksjonskjemikalier
• Gassbehandlingskjemikalier
• Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm
• Vanninjeksjonskjemikalier
• Hjelpekjemikalier
• Beredskapskjemikalier
De ulike kjemikaliene er vurdert i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for kjemikalievurdering [19] og aktivitetsforskriften §62-67. Det er tatt høyde for at alternative kjemikalier kan bli brukt i forbindelse med drift av Ivar Aasen. Dette er valgt å gjøre da det vil være usikkerhet rundt både virkningen til produkt, dosering og problemer som kan oppstå. De omsøkte kjemikaliene har miljødokumentasjon i form av Harmonised Offshore Chemical Notification Format (HOCNF).
Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:
• Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4)
• Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8)
• Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")
• Grønne: Stoffer på OSPARs "Pose Little Or No Risk"-liste (PLONOR) og stoffer på listen i REACH vedlegg IV.
Kjemikalier som er klassifisert som gule og som har moderat bionedbrytbarhet (20 % og 60 %), er videre klassifisert i følgende Y-kategorier utfra farepotensialet til degraderingsproduktene:
• Y1: Kjemikaliet forventes å være fullstendig biodegraderbart
• Y2: Kjemikaliet forventes å biodegraderes til produkter som ikke er miljøfarlige
• Y3: Kjemikaliet er forventet å biodegraderes til produkter som kan være miljøfarlige
Estimatene for kjemikaliebruk er basert på produksjons- og injeksjonstall i 2020, da dette anses som representativt for installasjonens drift over tid. Utslippsestimater er relatert til olje-vann-fordelingen av kjemikalier. Det er tatt hensyn til at deler av produsert vann vil følge eksportstrømmen til Edvard Grieg (produksjonskjemikalier).Tabell 5.4-1 gir oversikt over totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per bruksområde per år. Inndelingen av bruksområder er gjort ihht. Norsk olje og gass sine anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering [20].
Tabell 5.4-1 Totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per bruksområde per år
Grønn Gul Rød Svart Grønn Gul Rød Svart Grønn Gul Rød Svart
Produksjonskjemikalier 588,00 21,10 400,88 160,59 427,02 7,37 13,72 139,94 260,59
Gassbehandlingskjemikalier 196,00 118,00 78,00
Injeksjon (tonn)
Funksjonsgruppe Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injeksjon (tonn)
5.4.1 Produksjonskjemikalier
Produksjonskjemikalier for Ivar Aasen omfatter følgende:
• Kjemikalier som tilsettes produksjonsstrøm med hovedhensikt å påvirke/hjelpe produksjonsprosessen på innretningen
• Kjemikalier som injiseres nedihulls brønner for å øke produksjonen
5.4.1.1 Avleiringshemmer/-løser
Avleiringshemmere er vannløselige og tilsettes prosessene for å unngå utfelling av salter i systemene, som for eksempel sulfat- og karbonatavleiring. Avleiringsoppløsere tilsettes for å løse eventuelle avleiringer i systemene.
Nedihulls produsent
SI-4134 (gul/Y1) vil introduseres kontinuerlig produsert vann nedihulls i endelig konsentrasjon 20 ppm av produsert vann, for så å følge produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp.
Oppstrøms produksjonsstrupeventil
Kjemikaliet SI-4129 (gul/Y1) vil tilsettes kontinuerlig produsert vann oppstrøms produksjonsventil og separatorer for alle produsenter i endelig konsentrasjon 20 ppm av produsert vann, for så å følge produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp.
Avleiringsoppløsere
Avleiringsoppløser kan bli tilsatt etter behov i ulike system. Porsjonsbehandlinger (2-4 m3 per gang) vil utføres avhengig av systemvolum/overflate som må behandles og antatte avleiringer som må løses opp.
Dette vil utføres 1-2 ganger per år, ved mistanke om avleiringer. SD-4098 (gul) og SD-4206 (gul/Y1) løser henholdsvis opp kalsiumkarbonat- og bariumsulfatavleiring. Avleiringsoppløserne følger i hovedsak vannfasen til injeksjon eller eventuelt utslipp.
Brønnbehandling
Avleiringshemmeren SI-4130 (gul/Y2) og avleiringsoppløserne SD-4127 (gul/Y2) og SD-4206 (gul/Y1) vil tilsettes produksjonsbrønnene på en årlig basis i forbindelse med vask og opprensning. I tillegg vil butylglykol (gul) og Resfiks100 (gul) benyttes for å stimulere opprensningen og unngå problemer.
Kjemikaliene er vannløselige og vil følge strømmen av produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp.
Frekvensen for brønnvask vil være behovsprøv.
5.4.1.2 Skumdemper
Skumdemper benyttes for å hindre skumdannelse. Bruken av DF-9084 (gul/Y2) vil være behovsprøvd.
Ved eventuell bruk vil 5 ppm introduseres oppstrøms separatorer (relativt til total væskestrøm).
Skumdemperen vil følge oljefasen til eksport, med unntak av en svært liten andel som vil løses i det produserte vannet (< 5 %) og bli injisert eller sluppet ut.
5.4.1.3 Emulsjonsbryter
Emulsjonsbryter (EB-8785 (gul/Y2)) vil introduseres kontinuerlig i konsentrasjon 10 ppm brønnene enkeltvis oppstrøms produksjonsventil og eventuelt oppstrøms separatorer for å bryte olje-vann-
emulsjoner slik at separasjonsprosessen blir mer effektiv. EB-8785 er lite vannløselig og vil i all hovedsak følge oljefasen til eksport.
5.4.1.4 Biocid & H2S-fjerner
H2S-fjerner tilsettes for å beskytte mot H2S-indusert korrosjon, for å beskytte mot forsuring av reservoaret og for å sikre at produktet har H2S-konsentrasjon mindre enn 15 ppm. Multifase H2S-fjerneren MB-5111 (gul) vil introduseres kontinuerlig oppstrøms produksjonsventil i hver brønnstrøm i konsentrasjonen 50 ppm relativt til den totale brønnstrømmen. Den vil tilsettes i størrelsesorden 5:1 ppm H2S-fjerner til målt konsentrasjon H2S. Kjemikaliet vil i hovedsak følge vannfasen til injeksjon/utslipp, men kan forekomme i oljefasen (<20 %).
5.4.2 Gassbehandlingskjemikalier
Kjemikalier som tilsettes våtgasstrømmen vil ikke gå til utslipp.
5.4.2.1 H2S-fjerner
HR-2510 (gul) vil tilsettes til våtgasstrømmen fra separatorer etter behov og følge eksportstrømmen til Edvard Grieg, typisk i størrelsesorden 15 kg HR-2510 per kg H2S. Forbruksestimatet er basert på behandling av 10 ppm H2S-gass i våtgassystemet.
5.4.2.2 Hydrathemmer
Hydrathemmer tilsettes porsjonsvis våtgassystem for å hindre hydratdannelse. Monoetylenglykol (MEG) (grønn) er begrenset til oppstart og nedstenging av brønnene, typisk 5-6 m3 per produksjonsbrønn. Det er antatt at nedstenging vil foregå én gang per år.
5.4.3 Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm
Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen til Edvard Grieg vil ikke gå til utslipp.
5.4.3.1 Korrosjonshemmer
Korrosjonshemmer hindrer korrosjon av metallisk overflater. Kjemikaliet KI-3127 (gul) vil tilsettes
kontinuerlig til stabilisert olje oppstrøms eksportrørledningen til Edvard Grieg i endelig konsentrasjon 20-50 ppm avhengig av vannkonsentrasjonen i oljen.
5.4.3.2 Vokshemmer/voksløsemiddel
Vokshemmeren PI-7258 (gul/Y1) vil tilsettes oppstrøms eksport til Edvard Grieg for å holde vokspartikler i løsning under transport.
Voksløsemiddelet PI-7188 (gul) kan bli benyttet i kombinasjon med vokshemmeren, da løsemiddel bidrar til å stabilisere oppløst voks, og legger seg som et beskyttende lag på innsiden av rørledninger. Bruken vil også foregå i forbindelse med pigging av rørledningen.
5.4.4 Vanninjeksjonskjemikalier
Vanninjeksjonskjemikalier på Ivar Aasen omfatter følgende:
• Kjemikalier som tilsettes produsert vann kun for injeksjonsformål, det vil si etter utløp fra separator
• Kjemikalier som tilsettes sjøvann før injeksjon
5.4.4.1 Flokkulant
Flokkulant WT-1099 (rød) vil tilsettes kontinuerlig produsert vannstrømmen fra separatorene i endelig konsentrasjon 5-10 ppm. Kjemikaliet tilsettes for å flokkulere dannede olje-vannemulsjoner.
Polymerflokkeren (rødt stoff) vil i teorien delvis følge oljefasen fra CFU og til spilloljetank, men er konservativt beregnet til injeksjon/utslipp i omsøkte beregninger. Øvrige komponenter i flokkulanten (grønne stoff) vil følge vannfasen og injiseres eller eventuelt slippes ut.
5.4.4.2 Avleiringshemmer
Avleiringshemmeren SI-4549 (gul/Y2) er kompatible med membraner i SRU og vil tilføres sjøvann- /produsertvannstrømmen kontinuerlig for å unngå avleiring:
• Oppstrøms kjøler for sjøvannsinntak til injeksjonssystem (3-5 ppm)
• Nedstrøms injeksjonsstrøm (20 ppm)
Kjemikaliet vil følge vannstrømmen til injeksjon og eventuelt utslipp.
5.4.4.3 Oksygenfjerner
OR-11 (grønn) tilsettes kontinuerlig oppstrøms filtre, nedstrøms SRU og til sjøvann i vakuumtårnet (5 ppm) for å redusere oksygeninnholdet før injeksjon. Dette kjemikaliet vil også tilsettes SRU-systemet ved
5.4.4.4 Skumdemper
Skumdemper benyttes for å hinder skumdannelse. Bruken av DF-9084 (gul/Y2) vil være behovsprøvd.
Ved eventuell bruk vil 2 ppm introduseres kontinuerlig oppstrøms vakuumtårnet (relativt til totalt sjøvannsinntak). Forbrukt skumdemper vil følge vannfasen til injeksjon og eventuelt utslipp.
5.4.4.5 Vannbehandlingskjemikalie
MB-549 (natriumhypokloritt) (rødt) vil tilsettes oppstrøms sjøvannspumper ved nedetid hos installasjonens elektrokloreringsanlegg. Kjemikaliet vil eventuelt tilsettes i størrelsesorden 7-13 ppm. Kjemikaliet vil følge vannstrømmen til injeksjon og eventuelt utslipp.
5.4.4.6 Biocid
Mikrobiocidet MB-5927 (rødt) vil tilsettes oppstrøms SRU for å unngå bakterievekst og påfølgende begroing av injeksjonssystemet. Kjemikaliet vil tilsettes porsjonsvis 80 ppm i halvannen time hver andre uke. Kjemikaliet vil følge vannfasen til injeksjon og eventuelt utslipp.
5.4.5 Hjelpekjemikalier
Hjelpekjemikalier omfatter kjemikalier som vil benyttes i støtteprosesser på installasjonen.
5.4.5.1 Vaske- og rensemidler
Vaske- og rensemidler vil benyttes til rengjøring i prosessområdene og til rengjøring av turbiner og
membraner i SRU. Kjemikaliene har både vann- og oljeløselige egenskaper, men er konservativt estimert til å gå til utslipp.
Generell rengjøring av prosessområder
CC-Turboclean (gul) og CC-5105 (gul) vil benyttes til renhold av ulike områder på installasjonen.
Vaskevann fra områdene vil dreneres til tanker og renses i CFU for drenasjevann.
SRU
CC-5101 (gul) og EPT-3320 (gul/Y1) vil benyttes til rengjøring av enheten. SRU vil spyles ren med vann etter vask, det vil si at vaske- og rensekjemikaliene ikke vil følge injeksjonsstrømmen, men dreneres til CFU for drenasjevann.
5.4.5.3 Lukket system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system på Ivar Aasen som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon i henhold til aktivitetsforskriften §62. Det er ikke identifisert
kjemikalier i lukket system som er omfattet av kravet ut fra estimert årlig forbruk høyere enn 3000 kg, inkludert første påfylling (systemvolum).
5.4.6 Beredskapskjemikalier
Av beredskapskjemikalier, ønsker Det norske å informere om at brannskum og dispergeringsmiddel kan bli tatt i bruk ved beredskapssituasjon.
5.4.6.1 Brannvannsystem
På Ivar Aasen vil det fluorfrie brannskummet RE-HEALING RF1, 1 % Foam benyttes i innretningens brannvannsystem. Dette kjemikalie innehar HOCNF og er klassifisert som rødt. I områder med høy risiko for brann er det installert automatiske utløsningssystemer, mens resterende områder har manuelle systemer for brannslukking.
Brannskum inngår i slukkemiddelsystemet som er koblet til brannvannsystemet. Skummet lagres på 5 tanker (en lagertank på 30 m3 og 4 driftstanker hver av 1 m3), og disse leverer skum til hoved
overrislingsenhet og til oscillerende brannkanoner. Skumkapasitet er dimensjonert for 30 minutter samtidig utløsning av de to største brannområdene. Ved bruk fortynnes skumkonsentratet med sjøvann i forholdet 1:100 og går til sjø ved en beredskapssituasjon.
Vedlegg 13.2 tabell 13.1-6 viser miljøklassifisering for brannslukkekjemikaliet på Ivar Aasen.
5.4.7 Substitusjon
Kjemikalier som planlegges brukt er vurdert i henhold til Produktkontrolloven §3a. Kjemikalier spesielt prioritert for substitusjon grunnet miljørelaterte aspekt er presentert i tabell 13.3-1 i Vedlegg 13.3. Videre oppfølging av substitusjonsplaner vil dokumenteres i Årsrapporten til Miljødirektoratet.
5.5 Olje på sand
Ved fjerning av sandpartikler i innløps- og testseparatorer vil produsert vann og sjøvann spyles gjennom systemet og samles i en tank som beskrevet i kapittel 3.5 Systembeskrivelser. Det vil installeres et midlertidig system hvor sand separert fra vann ved hjelp av hydrosykloner slippes til sjø.
Oljevedheng på sanden som slippes til sjø vil ikke overstige myndighetskrav på 10 g olje/kg sand.
Planlagte utslipp til luft
Som beskrevet i kapittel 3.5.2 Hjelpeprosesser vil Ivar Aasen bli forsynt med kraft fra Edvard Grieg via en kraftkabel. Det er ingen kraftproduksjon på plattformen, så utslipp til luft ved normal drift er begrenset til fakling og til testing av dieselgeneratorer.
Ved oppstart av brønner vil det erfaringsmessig være behov for ekstra fakling, og det er estimert et volum knyttet til denne aktiviteten. I tillegg er det tatt høyde for mulig strømbrudd, dvs. bortfall av kraft fra Edvard Grieg, noe som vil kreve bruk av generatorer på Ivar Aasen i en kortere periode. Diffuse utslipp er grovt estimert og også inkludert.
Utslippskildene omfatter selve fakkelen og de 6 dieselgeneratorene. Årlige utslipp til luft er estimert basert på NOROG sin veiledning [20] og vist i tabell 6-1.
Tabell 6-1 Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen-innretningen
Kilde CO2 /tonn NOx /tonn CH4 /tonn nmVOC /tonn SO2 /tonn Fakling ved oppstart av
brønner 32000 12,0 2,1 0,5 -
Fakling i normal drift 1480 0,6 0,1 0,1 -
Testing av diesel
generatorer i normal drift 387 8,5 - 0,6 0,1
Essensiell kraft- generering ved
strømbrudd 12891 284,6 - 20,3 4,1
Diffuse utslipp/
kaldventillering - - 20,6* 19,5*
*Årlig gjennomsnitt beregnet ut ifra tall i tabell 6.6-1
En nærmere beskrivelse av disse kildene er gitt nedenfor.
Ivar Aasen har tillatelse til utslipp av kvotepliktige klimagasser i driftsfasen [2].
6.1 Fakling ved oppstart av brønner
Brønnoppstart utføres på én brønn av gangen og kan foregå samtidig med normal produksjon.
Oppstarten medfører at urenheter fra borefasen og kompletteringsfasen (saltlake, oljebasert borevæske, sand og faste partikler) vil følge med brønnstrømmen inn i prosessanlegget, og det
planlegges med bruk av testseparator for denne type aktivitet. Fra testseparator rutes produsert vann til vannbehandling og resten av væskestrømmen rutes til ‘havbunns trykkavlastingstank’ (denne står på innretningen, ikke på havbunnen). Dimensjonene på denne tanken er 16,7 m x 14,25 m x 1,5 m, og
der.Med utgangspunkt i produksjonsprofilene for feltet er det her antatt at 5,5 % av gassproduksjonen vil fakles i oppstartsperioden.
6.2 Fakling under normal drift
I tidlig produksjonsfase (de første 2 årene) vil produksjonsbrønnene ha et høyere trykk (ca. 100 – 180 barg), slik at separatorene blir operert ved et trykk på 39 barg (HT-modus). I denne fasen er trykket så høyt at fakkel gjenvinningsanlegget ikke kan brukes. Eventuelle hydrokarbongasser fra
produsertvannsystemet til fakkel vil i denne perioden derfor bli kaldventilert. Det samme vil også skje med inert teppegass.
Etter ca. 2 år vil separatorene operere med et trykk på 14 barg (LT-modus), som følge av redusert reservoartrykk. Da vil fakkel gjenvinningsanlegget være i drift. I denne fasen er det antatt at driftsforstyrrelser og nødsituasjoner vil føre til fakling 0,2 % av oppetiden, noe som gir svært begrensede utslipp til luft (se tabell 6-1).
6.3 Testing av dieselgeneratorer i normal drift
Det er planlagt med testing av de 6 dieselgeneratorene en time hver uke, og det er forbruk av diesel til denne testingen som er basis for beregning av utslipp til luft (se tabell 6-1). Testingen gjennomføres av sikkerhetsmessige hensyn. Det årlige forbruket er beregnet til 117 tonn diesel. Alle dieselgeneratorer oppfyller Tier II-kravene med hensyn til NOx utslipp.
6.4 Essensiell kraftgenerering
Ved bortfall av kraft fra Edvard Grieg, vil Ivar Aasen produsere egen kraft med de 2 essensielle generatorene. For å beregne et utslipp til luft, er det her antatt at i de 2 første årene vil kraft fra Edvard Grieg være tilgjengelig 98 % av tiden. Deretter er det antatt at kraft fra land vil være tilgjengelig og at denne har en oppetid på 99,9 % [21].
6.5 Diffuse utslipp og kaldventilering
Diffuse utslipp er definert som utslipp av naturgass fra anleggene på̊ olje- og gassinnretningene.
Utslippene kan komme fra alle systemer som håndterer hydrokarboner. Utslippene er hydrokarbongasser som deles opp i CH4 og nmVOC. Utslippskildene kan komme fra:
• Kaldventilasjon. Dette er utslipp som det er tatt høyde for i konstruksjonen av innretningen.
Utslippene lar seg i mange tilfeller måles eller kvantifisere ved beregninger basert på̊
konstruksjons- og produksjonsdata.
• Smålekkasjer i prosessen. Dette er mer eller mindre kontinuerlige og uunngåelige utslipp som kan være vanskelige å kvantifisere.
Diffuse utslipp ble estimert på et tidlig tidspunkt i prosjektfasen [21]. Med utgangspunkt i at diffuse utslipp varierer proporsjonalt med gassproduksjonen ble mengdene av CH4 og nmVOC beregnet, basert på utslippsfaktorer hentet fra NOROG sin veiledning [20]. Tallene er inkludert i tabell 6.6-1 i neste kapittel, og de er vurdert å overestimere de faktiske utslippene.
Gjennom pålegget fra Miljødirektoratet som vil bli sent ut til nye operatører i løpet av 2016 er Ivar Aasen forpliktet til å utarbeide metoder for å kvantifisere utslipp av CH4 og nmVOC fra installasjonen, beregne og
